中国电力行业未来： 多元模型方法理解中国的碳中和路径与电力部门改革

力体制改革 226,, 蒂姆·巴布罗克-约翰逊,西蒙·夏普 11344,78领衔作者：阿贝拉·米勒-王张红宇张一轩, 皮姆·弗尔库伦Femke Nijsse余燕文让-弗朗索瓦·梅居尔, 迈克尔· 格鲁布, 张西良 本报告由清华大学能源、环境与经济研究所（3E）和其他参与能源创新与系统转型经济（EEIST）项目的合作伙伴共同发布。其目的是展示和比较3E及其在EEIST项目中的合作伙伴对中国电力行业进行的一些新经济-能源建模研究。这些模型用于探讨电力行业在中国实现碳中和路径中的作用以及不同电力定价系统可能产生的影响。 目录 2. 一种多模型方法用于电力行业建模14 报告目的简要概述2目录2执行摘要41. 引言61.1 中国的长期能源气候目标71.2. 中国电力行业121.3. 公共部门与政策10 2.1. 可再生电力规划与运行（REPO）模型16 2.2. E3ME-FTT：电力模型 21 2.3. REPO 结果 - 想象中国电力部门的路线图28 2.4.E3ME-FTT：电力结果——不同定价方法的影响36 2.5. REPO与E3ME-FTT的比较：电力结果41 3.4851525354政策影响3.1. 中国电力行业的市场改革3.2.排放交易系统3.3. 公共研发3.4. 可再生能源和存储的部署 关于 能源创新与系统转型（EEIST）项目开发前沿的能源创新分析方法，以支持政府在低碳创新和技术变革方面的决策制定。 通过与巴西、中国、印度、英国和欧盟的政策制定者和利益相关者进行合作，该项目旨在为新兴国家的经济发展做出贡献，并支持全球的可持续发展。 以埃克塞特大学为首，EEIST汇集了来自巴西、中国、印度、英国和欧盟的世界领先研究机构的国际团队。 金融机构联合体包括：英国– 诺丁汉大学，牛津大学，剑桥大学，伦敦大学学院，安格利亚鲁斯金大学，剑桥计量经济学，气候策略；巴西— 里约热内卢联邦大学（UFRJ）、巴西利亚大学（UNB）、坎皮纳斯大学（UNICAMP）；欧洲联盟– 斯科拉·斯皮奥拉雷·迪·斯图迪·乌尼维塞阿里·埃·佩费ッ佐内门托·桑·安娜（SSSA）；中国- 北京师范大学，清华大学，能源研究所；印度– 能源与资源研究所，世界资源研究所 欧盟合作伙伴SSSA作为一个专注于巴西背景和研究的领先机构做出了贡献。 贡献者 EEIST 由英国政府能源安全与净零排放部以及儿童投资基金基金会（CIFF）共同资助，资金来源于英国国际援助。 贡献作者来自众多机构。欲了解完整的机构归属，请访问www.eeist.co.uk。 本报告内容代表作者观点，不得视为代表英国政府、CIFF或作者所属的组织，或任何赞助组织的观点。 致谢 作者们希望感谢英国能源安全与净零部门、儿童投资基金基金会（CIFF）和创始人承诺基金会对EEIST项目赞助的支持。我们还要感谢所有为开发和完善本报告中呈现的分析、概念和想法以及将其出版贡献时间和专业知识的人。这包括但不限于：Jacqui Richards、SarahBoard以及EEIST合作伙伴国家实践社区的个人、EEIST高级监督组和英国政府。 EEIST 执行摘要 本报告概述了中国电力领域的改革进展以及旨在支持碳中和的日益复杂的气候和能源政策。然后，它提出了两个不同但互补的中国能源转型和电力领域的能源经济模型：清华大学3E开发的REPO模型以及埃克塞特大学和剑桥经济计量学开发的E3ME-FTT:Power模型。 这些模型被用于阐明中国电力行业的可能未来。综合来看，无论我们采取何种建模方法，中国太阳能和风能在未来占主导地位的趋势都是明确的。然而，这种转型对成本和更广泛的宏观经济影响更为微妙。成本可能因采用的定价机制和我们对精确能源组合的假设而增加或减少。在高可再生能源情景下，对GDP和投资的影响似乎积极，但对就业的影响因行业而异，在我们的分析中更为平衡。 这些发现对中国的一系列政策问题具有重大影响。它们表明，电力行业改革，特别是基于市场的定价机制，有潜力支持中国的碳中和目标。它们还明确指出，通过具有实际意义的碳价格，排放交易系统（ETS）在支持这一目标中的作用。最后，这两组分析比以往任何时候都更清晰地说明了解决一系列可能阻碍可再生能源快速部署的障碍的必要性，这些障碍无论是财务、技术、法律还是其他方面的。 1. 引言 在过去四年中，EEIST项目开发了多个前沿经济和能源模型，旨在为政策制定者提供工具，以支持鼓励能源转型的政策制定。其中之一是未来技术转型电力模型（以下简称FTT:Power）。这是一个动态的非平衡模型，模拟了各种发电技术之间的竞争，考虑了成本、性能、技术学习和政策影响等因素。该模型涵盖了包括中国在内的71个地区。FTT:Power与E3ME宏观经济模型相结合。 可再生能源电力规划和运行（REPO）模型，另一方面，是由清华大学3E研究所针对中国量身定制的容量扩展和调度模型。该模型旨在最小化电力系统的总折现成本，为每种技术提供最佳的容量和发电解决方案，以及省际之间的输电能力和碳排放水平。 本报告展示并比较了这两个模型为中国电力部门生成的设计和输出结果。它旨在突出关键输出和政策影响，以及模型设计和目的的相似之处和不同之处。我们在中国电力改革政策讨论和行动的大背景下进行这一比较。 我们的目标是双重的： 1. 利用尖端的经济能源模型，更深入地了解中国的电力行业，并 加强模型团队与中国国内外分析师之间的协作与理解。 本报告分为三个部分。本引言的其余部分提供了中国电力行业和政策背景的概述，包括向低碳能源生产转型的计划。第二部分描述了FTT:Power和REPO模型，详细阐述了它们的原则、假设、情景和结果。这包括对模型结果的直接比较，确定了趋同和分歧的领域。最后，我们考虑了这些模型分析对中国政策的影响。 1.1 中国的长期气候目标 中央金融与经济事务委员会首次提出建立一个以“新能源”（即可再生能源）为主的新电力行业。国务院提出，到2030年，风力发电和太阳能发电的总装机容量目标超过1200吉瓦。6新目标也已设定，用于发展储能，以满足新能源的高比例和大规模开发需求。到2025年，新能源储能在装机容量方面需要达到30MW以上，抽水蓄能在装机容量方面需要超过62GW。到2030年，抽水蓄能在装机容量方面需要达到大约120GW。7 2020年9月，中国国家主席习近平宣布了在2030年之前实现碳达峰和2060年之前实现碳中和的目标，以应对气候变化。这些目标也反映在中国更新的2030年国家自主贡献（NDC）中。1根据《巴黎协定》，以及中国在本世纪中叶推出的首个长期低碳绿色发展策略。2 中国的能源系统正面临着深刻的转型。2021年10月，中国共产党中央委员会和国务院发布了《关于完整、准确、全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的指导意见》及《2030年前碳达峰行动方案》。这些文件明确了到2030年，非化石能源消费占比需达到约25%，与2005年相比，单位国内生产总值二氧化碳排放量需降低超过65%。3到2060年，非化石能源消费的比例需要超过80%。4 为促进这些目标的实现，中国推出了一系列政策，包括关于绿色电力的政策。8可再生能源组合标准（RPS）9并且一个碳市场。10此外，在市场机制方面，中国 将进一步推进电力行业的改革，并计划到2025年初步建立全国统一的电力市场体系，到2030年基本建立全国统一的电力市场体系。11以下内容将详细描述。 1.2. 中国电力行业 过去十年中，虽然化石燃料（热力）发电和水电的装机容量都出现了增长，但它们在中国电力组合中的比例已下降。从2010年到2021年，中国在核能、风能和太阳能的装机容量方面经历了显著增长。与中国热力和水电的装机容量相比，过去十年中，中国在核能、风能和太阳能方面的装机容量增长明显。来自中国的能源委员会（CEC）的初步2022年和2023年数据显示，这些趋势仍在持续。 容量 中国从2010年到2021年装机容量的发展情况如图1所示，数据来源于中国电力企业联合会（CEC）。在过去十年中，中国电力总装机容量持续增长以满足不断增长的需求，从2010年的966吉瓦增加到2015年的1,525吉瓦，进一步增加到2021年的2,378吉瓦。 电力发电量保持在约20%，变化不大。水电发电量从2010年的670太瓦时（TWh）翻倍至2021年的1340太瓦时。同时，水电也是中国可再生能源发电的主要来源，占2021年总发电量的16%。 生成 中国2010年至2021年电力结构的变化如图2所示。在过去十年中，中国的总发电量呈现持续上升趋势，从2010年到2021年几乎翻倍，达到8400太瓦时。受经济和疫情的影响，2015年和2019-2020年间中国的总发电量显著放缓。然而，2021年，随着疫情后的经济复苏，中国的总发电量显示出快速增长。初步的能源委员会（CEC）2022年数据表明，那时的总发电量再次达到平台期。 核能、风能和太阳能技术相对较晚发展，在电力生成结构中占据的比例很小。然而，在过去十年中，这些技术得到了广泛的发展和部署，其比例持续扩大。 核能发电从2010年的75太瓦时增长到2021年的408太瓦时。核能发电的增长率一直较高，通常超过10%。在过去十年中，风能也得到了快速发展，2010年的发电量仅为49太瓦时，到2021年达到了656太瓦时，实现了超过十倍的增长。尽管近年来风能发电的增长率波动较大，但仍然保持在相对较高的水平，2021年实现了40%的增长，表明其在近年来电力系统中的地位越来越重要。太阳能发电在2010年几乎可以忽略不计，但近年来发展速度超过了任何其他发电技术，2017年超过100太瓦时，2019年达到200太瓦时，2021年达到327太瓦时。 中国的电力供应长期以来主要依赖火力发电技术，占比约70%，其次是水力发电，占比约20%。在过去十年中，火力发电技术在电力生产中的比例逐渐下降，从2010年的81%降至2021年的68%。然而，从绝对值来看，火力发电量持续增长，从2011年的不足3,500太瓦时（TWh）增长到2021年的超过5,500太瓦时。在可预见的未来，火力发电仍将是中国的最大电力来源。2022年和2023年水力发电的初步数据显示，其对发电的贡献百分比可能正在下降。 在过去的十年中，总的 hydroelectric power generation 也显示出增长趋势，而其在其中的比例 泵蓄储能装机容量在总储能容量中的占比长期保持在85%以上。然而，抽水蓄能储能存在响应速度慢、建设周期长、地理位置限制等缺点。相比之下，电池储能建设周期短，选址简单灵活，调节能力强，可大可小，反应速度快，响应时间从毫秒到秒不等，可在供电、电网和用户侧等各个应用场景中进行灵活部署。 能源存储 作为维持电力系统供需平衡的关键技术，储能在中国也正在发展。该国的总装机容量从2010年的17吉瓦增加到2015年的23吉瓦，并进一步增加到2021年的43吉瓦。14(图3)。此外，近年来中国储能容量呈现出加速增长的趋势，2020年新增装机容量为3.3吉瓦，2021年为7.8吉瓦，两者均为过去十年中装机容量增长的最高水平。 近年来，电池存储技术的开发发展迅速。随着成本的快速下降，其装机容量显著增长，装机容量比例也在不断上升。还有一系列强制性存储分配和补贴政策支持了这一趋势。截至2021年底，中国抽水蓄能装机容量达到37.6吉瓦，占总装机容量的87%，电池存储装机容量达到5.1吉瓦，占总装机存储容量的12%，压缩空气存储和飞轮储能的占比不到1%。2023年初至8月的初步数据显示，中国非水能存储装机容量安装量更是引人注目，达到8.63吉瓦。 尽管中国目前以抽水蓄能为主要储能方式，但电池储能的部署显著增加。抽水蓄能是当前最成熟的一种储能技术。它利用水资源势能差来实现电能的充放电。该技术具有寿命长、单位成本低和容量大的优势。这种储能能力可以达到数千兆瓦以上，适用于电网侧的大规模和系